大庆油田S区块调剖体系方案优化设计研究

2017-08-28郭雨仙王春尧刘胜兴

化学工程师 2017年8期

关键词：段塞油量半径

郭雨仙，王春尧，刘胜兴

（1.东北石油大学，黑龙江大庆163311；2.大庆第五采油厂，黑龙江大庆163311）

大庆油田S区块调剖体系方案优化设计研究

郭雨仙1，王春尧1，刘胜兴2

（1.东北石油大学，黑龙江大庆163311；2.大庆第五采油厂，黑龙江大庆163311）

根据大庆油田S区块的特征，利用物理模拟实验确定了调剖体系配方及段塞组合，最佳调剖体系配方为JLJ-2与悬浮颗粒体系，段塞组合为五三段塞。在物理模拟的基础上，利用数值模拟软件，应用数值模拟方法优化深度调剖剂的用量、调剖时机、段塞组合等重要参数，给出深度调剖区块整体动态方案。

数值模拟；调剖体系；段塞组合

大庆油田S区块经过十多年注水开发，地下流体分布日趋复杂。由于油藏发育的非均性，注入流体优先从阻力小的高渗区域突破，经过反复冲刷从而形成低效循环通道，加重了油藏的层间、层内非均质性矛盾，开采难度越来越大。目前，该区块主力油层已进入高含水后期，水淹程度严重，大部分老油井综合含水率已经高达75%以上，新油井也暴露出含水上升速度过快，稳产难的问题，但该油田采收率只有19.2%，低物性区域仍然有大量的剩余油尚未波及到，针对上述问题需要设计一套适合该区块的深度调剖方案。

国内外学者对此作了大量的研究[1－7]，本文首先以物理实验为基础，针对目标工区地质特征和流体特点，确定最佳调剖配方体系和段塞组合，在利用数值模拟技术，在CMG软件平台上STARS模块上，优化深度调剖剂的用量、调剖时机、段塞组合、调驱半径等参数，给出深度调剖区块整体动态方案。

1 实验部分

1.1 实验用剂

颗粒体系：（1）悬浮颗粒注段塞体系（颗粒浓度3.5%使用时原液）；（2）沥青颗粒体系（颗粒直径小于0.08mm，颗粒浓度为15%。使用时按15%的溶液浓度配液）。

凝胶体系：（1）HLX-19铬体系交联聚合物调剖剂；（2）调剖体系（中油泰克）；（3）深部调剖凝胶（开普）；（4）JLJ-2复合交联剂注段塞体系。

长方形岩心：定做二层非均质方形岩心100md／400md及50md/250md，模拟油为一定比例的原油和煤油混合。

模拟温度：50℃，所用模拟水为目标工区提供的模拟水。

1.2 实验仪器

图1 方形非均质岩心驱替装置Fig.1Square heterogeneous core displancement device

1.3 实验步骤

放平岩心夹持器，用模拟水驱替方岩心柱，在岩心夹持器出口端接带刻度的移液管，测量采出液中油水比例。测量水驱过程中的渗透率随驱替时间的变化，当出口端含水率至90%以上时完成水驱[8]。

2 调剖体系及段塞组合的确定

2.1 段塞数量优化

表1 方案设计表Tab.1Design table

三三段塞，前一个三指的是设计整个注段塞分为三个大段塞，每个段塞驱替间隔时间5d。后一个三指的是每一个大段塞又分为三个微段塞，首先是凝胶液段塞，接着是悬浮液段塞，最后是水段塞。同理五三段塞和七三段塞。

（1）三三段塞实验设计注段塞半径内空隙体积15.15cm×20cm2×25%/2=37.875mL；分3次注入，每次注入12.625mL，用平流泵以1mL·min-1的速度注入岩心中，注入12min38s后停止。段塞驱替间隔时间5d。

（2）五三段塞实验设计注段塞半径内空隙体积10.1cm×20cm2×25%/2=25.25mL；分5次注入，每次注入5.05mL，用平流泵以1mL·min-1的速度注入岩心中，注入5min3s后停止。段塞驱替间隔时间为3d。

（3）七三段塞实验设计注段塞半径内空隙体积10.1cm×20cm2×25%／2=25.25mL；分7次注入，每次注入3.61mL，用平流泵以1mL·min-1的速度注入岩心中，注入3min37s后停止。段塞驱替间隔时间为2.1d。

图2 不同段塞数量下水驱压力变化Fig.2Water flooding pressure changes under different number of slug

由图2可以看出，段塞数量的增加，注入压力增加，增加幅度达到1/2调驱半径的压力的1.4倍，1/3调驱半径的2.3倍。，段塞数量增加，调驱储层的流动阻力增加，压力突破点变得不明显。

表2 不同段塞数量下产油量对比Tab.2Oil production under different numberof slug

首先，通过单位厚度增油量计算方法，将实验结果折算成井距250m每米油层增油量，然后利用产出投入比计算方法计算投入产出比，确定最佳段塞组合。

（1）单位厚度增油量计算方法

假设井距250m，计算每米油层增油量如下：

式中v：空白水驱物模产油量，mL；v2：注段塞后物模实际产油量，mL；V1：单位厚度储层体积，m3；V2：物模岩心体积，m3。

式中v:空白水驱物模产油量，mL；v2：注段塞后物模实际产油量，mL；v0：调剖液体积，mL；A0：价格系数：油价与调剖液价格之比。

从总的出油量及产出投入比看，段塞应为五三段塞组合为最佳。

（2）产出投入比计算方法

2.2 注段塞组合体系优选

注段塞组合体系优选采用控制变量法,实验中一共有八种驱替体系：两种颗粒分别为沥青颗粒和悬浮颗粒进行正交组合。调驱时机为含水率达90%时，调剖半径为1/3井距处，渗透率为100md/400md，段塞组合为五三段塞。该实验共进行八组实验，在注入段塞时出现差异，其中沥青颗粒的配制浓度为15%，使用时将沥青颗粒体系稀释为15%后使用，而其余体系按照使用说明进行配制，配制完成后进行实验。

图3 不同驱替体系下注段塞时水驱压力变化

由图3可以看出，随着注入段塞数量的增加，注入压力随着提高。开普+悬浮颗粒体系、中油泰克+沥青颗粒体系和开普+沥青颗粒体系的注入压力比较高。

水驱初始压力随时间的延长而上升，后达到稳定，压力突破点总的来说都不明显。开普+悬浮颗粒体系、中油泰克+沥青颗粒体系和开普+沥青颗粒体系的水驱压力比较高。利用同样的方法计算不同体系的产出投入比确定最佳体系配方。

表3 不同注段塞组合体系下产油量对比Tab.3Oil production under different injection slug combination system

由表3可以看出，JLJ-2与悬浮颗粒体系总的出油量和产出投入比最高，其它体系的复合使用有的还不如水驱效率。由此看来颗粒的大小和凝胶强度的调驱匹配是生产中的一个重要因素。

3 调剖参数优化

3.1 数值模型的建立

为了研究调剖参数优化对调剖效果的影响，利用Petrel软件建立大庆油田S区块的构造模型、属性模型和几何模型，导入到CMG软件中，利用STARS化学驱模块进行油藏数值模拟，网格节点数为67686个，采油井29口，注水井12口，区块地质储量为147.1万t。

图4 目标区块数值模型的建立Fig.4Establishment of the target block numercal model

3.2 封堵率对调剖效果影响研究

图5给出了封堵率与井组的累计增油量和含水率降低值之间的关系，根据图不难得出随着封堵率的增加累计增油量和含水率降低值都有着不断升高，增加幅度逐渐变缓的趋势规律。当封堵率为90%时阶段累计增油量达到最大值5850t，含水率值也达到最大9.31，此时的含水率由84.48降低到75.17。

由于长期的注水开发加剧了储层的层内和层间矛盾，使得低渗透层位的剩余油和高渗透层的低物性段的剩余油无法被波及到，随着封堵率的增加，可以更好的改善注水井的吸水剖面，增大波及体积，但是由于封堵率过高时，在增大低渗透层位注入量的同时，减少了高渗透层的低物性段剩余油的挖潜，所以增量逐渐变缓。最佳封堵率为80%～90%。

图5 封堵率与采收率关系Fig.5Plugging rate and recovery factor

表4 调剖封堵率优选方案效果对比Tab.4Profile plugging rate optimization effect

3.3 调剖半径对调剖效果影响研究

图6分别给出了未调剖、调剖半径1/6井距、1/3井距、1/2井距和2/3井距累计增油量和含水率的变化曲线，根据对比分析，可以得出随着调剖半径的增加累计增油量和含水率降低值都有着不断升高，增加幅度逐渐变缓的趋势规律。当调剖半径为2/3井距时累计产油量达到最大值38500t，含水率也达到最低值71.87。

调剖半径的大小直接决定了注入水流向的转变，不同的调剖规模决定了调剖剂在井周围的分布形态，从而影响注入水在平面上的波及形状。常规的调剖，在井周围呈现圆形分布，只有当调驱半径达到一定深度时，才能展现出椭圆形的分布[9]，减缓层间和层内矛盾。

图6 井组1不同堵塞率下的含水率和累计产油量Fig.6Rate of water content and cumulative oil under different block rate for well group

由图6可得，随着调驱半径增加，增油量逐渐升高，区块综合含水率越来越低，但是当由1/2井距增加到2/3井距井距时，区块增油和含水降低不明显，综合经济因素、调驱用量和施工难度等因素，选取1/2井距为最佳调剖半径。

3.4 调剖剂浓度优选和效果评价

图7给出了调驱剂浓度0、0.002、0.004、0.006、0.008和0.010累计增油量和含水率的变化曲线，根据对比分析，可以得出随着调剖剂浓度增加累计增油量和含水率降低值都有着不断升高。当调驱剂浓度为0.010时累计产油量达到最大值36300t，含水率也达到最低值73.87%。

调剖剂浓度是决定凝胶成胶时间、封堵强度的主要因素。随着调剖剂浓度的增加，成胶强度越来越大，抗冲刷性越来越强，封堵效果越好。但是随着浓度的增加，成本越来越高，施工难度越来越大，综合经济等多方便因素，存在一个最佳调剖剂浓度。

图7 井组2不同调剖剂浓度下的累计产油量和含水率Fig.7Well groupmoisturecontentandcumulativeoilproduction underdifferentconcentrationsofprofilecontrolagent

由图7可得，随着调剖剂浓度增加，增油量逐渐升高，区块综合含水率越来越低，但是当由调剖剂浓度0.008增加到0.010时，区块增油和含水降低不明显，综合经济等多方便因素，选取0.008为最佳调剖剂浓度。

3.5 调驱时机优选和效果评价

图7和表5给出了调剖时机与井组的最终采收率之间的关系，调驱时机越早，阶段采收率越高，。当调剖时机为区块综合含水率为65%时，阶段采收率达到最大值20.86%，调驱时机越早，可以尽早改善油田的非均质性，减缓非均质矛盾的加剧，但当调驱时机在区块综合含水率在65%～90%变化时，采出程度在20.31%～8.18%之间变化，可以看出采出程度变化范围不大[9]，结合本工区实际开发效果及油井的综合含水率，确定调剖时机为80%～85%。

图8 不同调驱时机对调驱效果的影响Fig.8Influence of different profile control and displacement timing

4 结论

（1）通过物理模拟实验结合投入产出比确定了调剖体系配方JLJ-2与悬浮颗粒体系，段塞组合为五三段塞。

（2）利用数值模拟方法优化深度调驱剂的用量、调驱时机、调驱半径等重要参数，调驱剂的用量为0.008，最佳调驱时机为80%～85%，调驱半径1/2井距，最佳封堵率为80%～90%。

［1］赵洪明.弱凝胶调剖剂的研究及在采油九厂的应用［D］.大庆石油学院,2003.

［2］Liang,J.and Seright,R.S.Further Investigations of Why Gels Reduced kW More Than ko［J］.SPEPF1997，225-230.

［3］张威.深度调剖剂配方的优选与性能评价［J］.内蒙古石油化工, 2014,（18）:57-58.

［4］周亚洲,殷代印,张承丽.大庆油区三元复合驱耐碱性调剖剂的研制与段塞组合优化［J］.油气地质与采收率,2014,（5）:73-76+ 115-116.

［5］王秀平,刘凤霞,陈维余,等.聚合物驱在线混合调剖技术在海上油田的应用［J］.石油钻采工艺,2014,（4）:101-104.

［6］姜海瑞.卫星油田段塞调驱体系室内研究［D］.东北石油大学, 2015.

［7］党庆功.海拉尔贝301区块调剖综合设计方案研究［D］.大庆石油学院,2010.

Optimization design of profile control system in S block of Daqing Oilfield

GUO Yu-xian1，WANG Chun-yao1，LIU Sheng-xing2
（1.Northeast Petroleum University,Daqing 163311，China；2.The fifth oil production plant of Daqing Oilfield,Daqing 163311，China）

According to the characteristics of S block in Daqing oil field,the formula of profile control system and slug combination were determined by physical simulation experiment.The best formula of the profile control system was JLJ-2 and the suspended particle system,and the slug combination was 5 and 3 segments.Based on the physical simulation,using numerical simulation software,the numerical simulation method is used to optimize the parameters of the depth profile control agent,such as the dosage of the profile control agent,the timing of profile control and the slug combination.We gave the depth profile control block dynamic scheme.

numerical modeling；profile control；slug combination